煤矿自备电厂余温余热利用探讨

田忠文

(山东滕州盛源热电有限责任公司，山东 滕州 277519)

我国煤炭主产区主要集中在北方。近年来煤炭企业为满足本单位生产用电、用汽等能耗需求，建设了一批以煤矸石、煤泥为主的热电联产资源综合利用自备电厂。在工矿和居民生活区集中的地区，这些燃煤自备电厂可以充分发挥区域优势，实现发电自用，多余上网，集中供热。截止2017年底，全国燃煤自备电厂装机容量为1.4亿kW左右，占电力总装机比重达7.9%，在国民经济发展过程中发挥了积极的推动作用。近期，国家发改委办公厅下发了《燃煤自备电厂规范建设和运行专项治理方案(征求意见稿)》，对全国燃煤自备电厂的建设和运行提出了整治意见，到2020年我国所有具备改造条件的燃煤自备机组要力争实现超低排放；加快淘汰落后燃煤自备机组，使符合条件的在役燃煤自备电厂成为合规市场主体。为满足国家对自备电厂环保和能耗控制等方面的政策要求，解决矿区废弃物利用、供暖与环保节能等政策之间的矛盾，有必要充分利用现有的资源综合利用电厂资源，挖掘电厂自身潜力，通过实施热电改造、余热回收利用、扩大供热范围等方式，提高煤矿自备电厂的可持续发展能力。

1 电厂基本情况及问题

1.1 自备电厂情况

柴里电厂是枣庄矿业集团公司柴里煤矿权属下的综合利用自备电厂。柴里煤矿年生产能力240万t，配套一座同规模的选煤厂，年排放低热值洗煤矸石45万t、煤泥10万t。以综合利用项目建设的柴里电厂自1989年建厂以来，经历5期改扩建，形成了如今四炉三机规模，包括2台130 t/h济南锅炉厂制造的煤泥掺烧循环流化床锅炉，2台75 t/h江西锅炉厂制造的差速床锅炉，以及配套25 MW、12 MW、6 MW抽凝式汽轮发电机组各1台。3台机组所发电量自发自用，多余上网。电厂同时承担盛隆焦化和宏达化工两家化工厂的工业用汽、职工洗浴用热、冬季工业广场区、生活社区取暖等负荷，采暖期正常热负荷237 t/h，非采暖期正常热负荷203 t/h。

1.2 存在的问题

柴里电厂系统管网复杂，运行维护难度大；由于管网分散，整体热效率相对偏低。主要存在如下影响热效率的因素或问题：

(1)除盐水除氧器需定期排污排汽带来较大的排放热损失；

(2)炉渣直排进渣车外运，热损失大，且污染厂区环境；

(3)空气冷却空压机机械热损失较大，设备事故率高，影响安全生产；

(4)排烟热损失较大，空气预热器环境温度较低时存在低温腐蚀；

(5)抽凝式汽轮机组循环冷却水带走大量热量。

在当前煤炭价格持续高位运行、环保要求不断提升的情况下，自备电厂运维成本居高不下，企业生存压力巨大。为了推动煤矿自备电厂更好的发展，必须积极扩大外部供热能力，加大内部挖潜，通过采取余温余热回收利用、系统设备优化升级等措施，提高整体热效率。当前新农村改造集居建立起来的生活区，对集中供暖有较大需求，也给资源综合利用电厂解决生存发展问题带来了机遇。

2 改造实施方案

2.1 余热回收方案设计

通过分析影响柴里自备电厂热效率的因素，设计余热回收的初步方案如下：

(1)常规的冷渣机通过换热回收余热；

(2)水冷空压机加热除盐水冷却水回收利用余热；

(3)除氧器排汽回收利用；

(4)尾部烟气通过换热余温收集应用；

(5)对冷凝式机组小机组进行简易改造，实现低真空循环水为工业广场及居民集居区供暖。

2.2 常规冷渣机回收余热

柴里自备电厂改造前，锅炉放渣直排送至渣场冷却利用，存在扬尘大、热量得不到回收利用、运送难度大和成本高等问题。运用冷渣机后较好地解决了这一问题。冷渣机输送炉渣，其实是一种低压转动的换热器。我国近年来CFB机组的建设运行实践推动了冷渣机技术的快速发展，目前，冷渣机技术已广泛应用于CFB机组，实现稳速运行、连续均匀放渣，对于稳定炉压和锅炉运行参数，通过水、风等介质回收利用热量，提高锅炉热效率具有重要作用。

2.3 水冷空压机加热除盐冷却水回收余热

柴里自备电厂改造前，因脱硫粉剂和炉烟灰的输送用压风量较大，空压机无法持续稳定供风，制约了锅炉安全稳定运行，且空气冷却式空压机主机故障率高，常出现散热不良和冷却系统循环不良状况，导致润滑油变质、油滤堵塞、散热管堵塞，影响了输灰脱硫系统的正常运行。在国家设备升级“一提双优”政策的扶持下，柴里自备电厂采用2台60 m3/min水冷式空压机对原有空冷式空压机进行了淘汰更新，以锅炉化学除盐水作为冷却介质，把设备运行所产生的热量转化为给水加热直接进入除氧器，节约了低压加热器给水加热所使用的蒸汽用量，提高了机组的热效率。

2.4 除氧器排汽回收利用改造

柴里自备电厂3台机组除氧器顶部均设有排汽管，机组可利用排汽管上设置的排汽阀来调整排汽的大小，及时将给水中离析出的气体排出壳体，以此来保证稳定的除氧效果。这一做法会带来一定的工质和热损失。为了回收这部分热量，通过改造安装了除氧器排汽回收管道，利用该部分排汽压力偏低的特性，使除氧器排汽直接进入疏水箱，加热锅炉补水。同时，将定排扩容器排汽也接入疏水箱。通过改造进一步提高了机组热效率。

2.5 尾部烟气余温收集应用改造

柴里自备电厂的4台循环流化床锅炉尾部进入烟囱前的烟温高达150 ℃。改造前，这部分锅炉高温烟气直接通过烟囱排入大气，热损失巨大。考虑到锅炉一次风机进口风温度设计值不小于20 ℃，在冬季气温较低时，要采用空气预热器对其进行加热，由于换热量过大，造成空气预热器处烟温偏低，导致空气预热管道发生低温硫腐蚀。为解决这一问题，考虑在引风机出口烟道处开孔，引一路烟气管，搭接在一次风机消音器进风口处，使高温烟气与常温空气混合后，再通过空气预热器加热，最后进入炉膛。

2.6 冷凝式小机组简易改造

一般居民采暖供热的热负荷密度不小于83.60×106kJ/(km2·h)，供采暖的热水网长度一般不超过10 km。柴里自备电厂距西岗镇居民集居区最远点不超过6 km，因此可将电厂6 MW抽凝汽式老机组进行简易改造，实现低真空循环水供热。凝汽式汽轮机低真空循环水供暖方式是通过降低凝汽器的真空，提高汽轮机的排汽温度，适当提高汽轮机的排汽压力，用循环冷却水直接为用户供热。此方式可以有效利用汽轮机排出乏汽的热能供热，减少汽轮机凝汽器中的冷源损失，实现对能源的梯级利用，具有显著的节能和环保效益。将凝汽器的循环冷却水直接作为采暖用水为用户供热这一节能技术，充分利用了汽轮机的排汽余热，为提高小型热电企业的综合能源利用效率和降低环境污染开辟了新路，具有显著的经济与环境效益和良好的推广应用前景。

柴里自备电厂6 MW抽凝机组进汽压力3.43 MPa，温度435 ℃。改造后，将排汽温度由41 ℃提高到80 ℃左右，凝汽压力由0.008 MPa提高到0.021 MPa。按室内采暖温度国家标准18 ℃，室外温度零下6 ℃，6 MW机组可供热约32万m2。

由于真空度降低，导致气缸内蒸汽流速急剧下降，蒸汽对汽轮机转子的阻尼作用发生了一定变化，为此需要对汽轮机本体进行局部改造。改造方案如下：

(1)封堵汽轮机末级隔板喷嘴，这样既可提高汽轮机内效率又不损坏汽轮机本体，有利于恢复纯凝汽工况运行，适合于冬季低真空供暖、夏季恢复纯凝汽工况的机组。

(2)拆除末级/次末级叶片，专供冬季供暖。

(3)凝汽式汽轮机低真空造成轴向推力增加，可通过改造汽封进行解决；背压提高，排汽温升高，造成汽缸膨胀对动静间隙的影响可忽略不计。

(4)为保证运行安全，在凝汽器排汽口加装除盐水自动喷水降温装置，以降低低负荷时的排汽过温度，同时对循环水采取有效的阻垢措施，防止管路结垢。

3 改造效果

3.1 冷渣机改造效果

冷渣机改造后，提升了炉渣活性，提高了炉渣综合利用效率，杜绝了炉渣滞销现象。本厂炉渣约占水泥熟料中主要原料的30%～40%；在粉煤灰砖的主要原料中约占60%～90%；在粉煤灰地砖主要原料中约占60%；在公路基层的垫层原料中100%可使用本厂炉渣。另外，从炉渣中还可提取钒、钛等微量元素。冷渣机改造后能均匀连续放渣，锅炉运行更加平稳，同时换热加温除盐水提高了锅炉热效率，取得了良好的经济效益。

3.2 水冷空压机改造效果

改造后，空压机设备事故率降低了50%，年节约维修费用15万元；同时将除盐水加温25～30 ℃进入疏水箱，节约了低压加热蒸汽；空压机设备运行周期延长，确保了电厂锅炉除尘、脱硫、输灰各相关辅机系统的正常运行。

3.3 除氧器排汽改造效果

除氧器和定排扩容器排汽接入疏水箱加温除盐水，既回收了热量，又节约了产水，年可创造效益53万元。

3.4 烟气余温换热改造效果

通过改造，既回收利用了热量，又对机组运行产生如下优点：

(1)引风机出口烟道处形成负压，有利于增加烟气的排放压头；

(2)提高了进入空气预热器的一次风温度，杜绝了预热器管道腐蚀现象出现；

(3)进入炉膛内风温有较大提高，有利于锅炉的燃烧，减少了热吸收比；

(4)提高了烟气热循环利用率，降低了高温烟气的大气排放。

3.5 小凝汽式汽轮机组改造效果

对低真空循环水供暖改造后，运行供水温度65 ℃，回水温度55 ℃，循环水量1 200 t/h，采暖季可节约回收热量85 GJ/h，折标煤2 900 kg/h；一个采暖季按106 d计，年节约标煤约7 000 t，经济效益和社会效益相当可观。

4 结 语

煤炭企业综合利用自备电厂要想生存发展，必须立足自身特点，积极挖掘机组能效潜力，通过余热余温利用创新改造等措施，提高整体热效率，提高机组整体经济效益。柴里自备电厂的改造实践，对于具备条件的同类电厂而言，具有很好的借鉴意义，有助于进一步提升煤矿自备电厂的发展能力，更好的促进综合利用自备电厂在煤矸石、煤泥等废弃物综合利用方面的积极作用。